Способ добычи пластовой жидкости с высоким содержанием газа с помощью установки, состоящей из трех насосных секций Российский патент 2023 года по МПК E21B43/00 F04D13/10 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче пластовой жидкости с высоким содержанием газа с помощью установки для добычи пластовой жидкости с высоким содержания газа, включающей три насосные секции, расположенные по убыванию производительности снизу вверх (далее по тексту «установка»).

Установка выполнена ступенчатым способом (конус). Секции нижнего насоса выбирают большей производительностью, чем секции среднего насоса, а производительность верхнего насоса - меньшей, чем секций среднего насоса. При этом насосы расположены по убыванию показателей производительности - в основании конуса размещается насос с большей по величине производительностью (125 м³), а на вершине - с меньшей производительностью (60 м³). Каждая нижестоящая секция обеспечивает подпор жидкостью вышестоящую. Такая конструкция позволяет создать перепад давления, что в свою очередь увеличивает скорость прохождения жидкости и газа через насосное оборудование, соответственно увеличивая объем проходящей жидкости и газа. Между секциями насосов с производительностью 125 м³ и 80 м³ дополнительно устанавливается диспергатор (устанавливается при содержании свободного газа на входе до 40%), что в свою очередь позволяет максимально измельчить газовые включения в пластовой жидкости. При прохождении потока газожидкостной смеси диспергатор повышает ее однородность и степень измельченности газовых включений, благодаря чему улучшается работа насосных секций. Также для максимального удаления газовых включений с точки приема насосной установки в затрубное пространство в установку может быть добавлен газосепаратор (устанавливается при содержании свободного газа на входе до 55%).

Известны различные технические решения, относящиеся к области нефтедобывающей промышленности, которые могут быть использованы при добыче пластовой жидкости с высоким содержанием газа

Известно техническое решение - изобретение «СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ДОБЫЧИ ПЛАСТОВОЙ ЖИДКОСТИ ИЗ СКВАЖИН». (Патент на изобретение №2224877 от 15.11.2001 г).

Изобретение относится к способам механизированной добычи нефти и обеспечивает при эксплуатации малодебитных скважин возможность использования погружных центробежных электронасосов с производительностью, превышающей дебит скважины по жидкости, имеющих повышенную надежность и долговечность. Обеспечивает возможность подъема нефти из малодебитных скважин центробежными насосами с увеличением эффективности отбора. Сущность изобретения заключается в том, что на прием входного устройства подают пластовую жидкость в объеме, не превышающем дебит скважины по жидкости, и подают газ, находящийся в пластовой жидкости в свободном состоянии, в объеме, составляющем от 25 до 100% от объема поступающей на прием входного устройства жидкости. Во входном устройстве газ перемешивают с жидкостью таким образом, чтобы газовые пузырьки, сформированные в процессе перемешивания газа и жидкости, имели объем, недостаточный для образования газовых пробок, блокирующих работу погружного центробежного электронасоса, работающего в близком к оптимальному по объемной производительности режиме. Номинальная производительность насоса равна или превышает 30 м³/сут. Способ реализован с помощью установки погружного центробежного насоса с электродвигателем. Насос выбран с номинальной производительностью от 30 м³/сут и выше. К нижней секции насоса подсоединен диспергатор. Он выполнен с обеспечением возможности формирования газожидкостной смеси с однородной структурой при поступлении на прием диспергатора пластовой жидкости в объеме, не превышающем дебит скважины и газа в объеме, составляющем от 25 до 100% от объема пластовой жидкости. При превышении содержания газа более 100% от объема жидкости, перед насосом установлен модуль газосепаратора-диспергатора, обеспечивающий отвод части газа в затрубье и поступление на прием насоса газожидкостной смеси с однородной структурой и с содержанием газа не менее 25%.

В патенте на изобретение №2224877 раскрыты сущность способа добычи пластовой жидкости из скважин с дебитом менее 30 м³/сут и принципы работы установки, которая характеризуется следующими признаками:

- наличием погружного центробежного электронасоса для добычи пластовой жидкости из скважин с дебитом менее 30 м³/сут.;

- наличием электродвигателя

- наличием входного устройства, в котором использован диспергатор либо газосепаратор-диспергатор.

В заявляемом на патентование объекте не содержатся следующие существенные признаки технического решения по патенту RU 2224877: погружной центробежный электронасос для добычи пластовой жидкости из скважин с дебитом менее 30 м3/сут.;

Общими признаками для технического' решения по патенту RU 2224877 и заявляемого на патентование объекта являются следующие признаки: наличие электродвигателя; наличие входного устройства, в котором диспергатор либо газосепаратор-диспергатор.

Принципиальным отличием заявляемого на патентование объекта является: 1) наличие установки, состоящей из трех насосных секций с производительностью 125 м³, 80 м³, 60 м³; 2), наличие КЦМ (клапана циркуляционного механического), устанавливаемого выше насоса с меньшей производительностью (60 м³). Тогда как в патенте RU 2224877 установка включает одну насосную секцию, а КЦМ не предусмотрен.

Таким образом, можно заключить, что заявляемое на патентование техническое решение не содержит все существенные признаки технического решения по патенту № RU 2224877, и совокупность его существенных признаков не производит на информированного потребителя такое же общее впечатление, какое производит техническое решение по патенту № RU 2224877.

Недостатками представленного решения выступают: низкие показатели производительности при использовании вышеописанного способа добычи пластовой жидкости из скважин.

Известно техническое решение - изобретение «СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ». (Патент на изобретение №2296211 от 20.06.2005 г).

Изобретение может быть использовано для добычи нефти из скважин. Обеспечивает возможность добычи высоковязкой нефти и нефти с высоким содержанием газа. Сущность изобретения: по способу отбор пластовой жидкости осуществляют погружным насосом, подвешенным на колонне насосно-компрессорных труб. Эту операцию осуществляют без создания областей пониженного давления на входе в насос. Для этого используют погружной пластинчатый насос. Насос содержит полый корпус, в котором выполнены нагнетательные каналы, статор с внутренней полостью, имеющий окна. В статоре размещен ротор с пазами и размещенными в них пластинами с возможностью радиального возвратно-поступательного перемещения. В стенках корпуса и статора противоположно друг другу выполнены проемы. За счет того, что всасывающие камеры между пластинами отсутствуют, работа насоса сводится только к процессу нагнетания, что обеспечит добычу высоковязкой нефти и нефти с высоким содержанием газа.

В патенте на изобретение №2296211 раскрыты сущность способа добычи и принципы работы устройства, которое характеризуется следующими признаками:

- наличием погружного пластинчатого насоса, содержащего полый корпус с нагнетательными каналами, подшипниковые опоры, ротор с пазами;

В заявляемом на патентование объекте не содержатся следующие существенные признаки технического решения по патенту №2296211: погружной пластинчатый насос;

Общими признаками для технического решения по патенту №2296211 и заявляемого на патентование объекта являются следующие признаки: наличие погружного насоса.

Принципиальным отличием заявляемого на патентование объекта является: 1) наличие установки, состоящей из трех насосных секций с производительностью 125 м³, 80 м³, 60 м³; 2) наличие КЦМ (клапана циркуляционного механического), устанавливаемого выше насоса с меньшей производительностью (60 м³). Тогда как в патенте №2296211 установка включает одну насосную секцию, а КЦМ не предусмотрен.

Таким образом, можно заключить, что заявляемое на патентование решение не содержит все существенные признаки технического решения по патенту №2296211, и совокупность его существенных признаков не производит на информированного потребителя такое же общее впечатление, какое производит техническое решение по патенту № RU 2296211.

Недостатками представленного решения выступают: низкие показатели производительности при использовании вышеописанного способа добычи нефти.

Известно техническое решение - изобретение «СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН НА ПОЗДНИХ СТАДИЯХ РАЗРАБОТКИ ОБЪЕКТА ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА». (Патент на изобретение №2617761 от 05.10.2015 г.)

Изобретение относится к нефтегазоперерабатывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации пластов со сниженной в результате техногенного воздействия проницаемостью, низким пластовым давлением и высокой обводненностью. Технический результат - минимизация обводненности добываемой нефти и сброс воды в пласт без остаточного содержания нефти. По способу осуществляют откачку из продуктивного пласта через одну скважину нефти на дневную поверхность. Отсепарированную воду сбрасывают в пласт двумя насосами. Эти насосы устанавливают на разных глубинах. С помощью этих насосов откачивают жидкость из герметично изолированных друг от друга камер. Нижнюю из этих камер сообщают с пластом, а верхнюю - с дневной поверхностью. Производительность нижнего насоса подбирают таким образом, чтобы обеспечить максимально допустимую депрессию на пласт, а его напорными характеристиками обеспечить подъем жидкости из нижней камеры в верхнюю до установленного в верхней камере динамического уровня. Производительность верхнего насоса подбирают ниже производительности насоса нижнего на величину, необходимую для подъема динамического уровня в верхней камере за единицу времени, при котором происходит гравитационное разделение фаз на нефть и воду. Управляемый клапан сброса воды из верхней камеры в нижнюю регулируют таким образом, чтобы сброс воды в пласт происходил до достижения динамическим уровнем критического нижнего значения. После поступления сигнала о достижении расчетного давления обеспечивают срабатывание клапана на закрытие.

В патенте №2617761 раскрыта сущность способа эксплуатации скважин на поздних стадиях разработки объекта добычи нефти и газа, который характеризуется следующими признаками:

- способ включает откачку из продуктивного пласта через одну скважину нефти на дневную поверхность, а также сброс отсепарированной воды в пласт двумя насосами, установленными на разных глубинах и откачивающими жидкость из герметично изолированных друг от друга камер, нижняя из которых сообщена с пластом, а верхняя - с дневной поверхностью;

- способ отличается тем, что нижний насос служит для перекачивания жидкости из нижней камеры в верхнюю для создания необходимого уровня для гравитационного раздела фаз на нефть и воду.

В заявляемом на патентование объекте не содержатся следующие существенные признаки технического решения по патенту RU 2617761: нижний насос, который служит для перекачивания жидкости из нижней камеры в верхнюю для создания необходимого уровня для гравитационного раздела фаз на нефть и воду;

Общими признаками технического решения по патенту №2617761 и заявляемого на патентование объекта являются следующие признаки: наличие нижнего и верхнего насоса, при этом производительность верхнего насоса подбирают ниже производительности насоса нижнего на величину, необходимую для подъема динамического уровня в верхней камере за единицу времени, при котором происходит гравитационное разделение фаз на нефть и воду.

Принципиальным отличием заявляемого на патентование объекта является: 1) наличие установки, состоящей из трех насосных секций с производительностью 125 м³, 80 м³, 60 м³; 2) наличие КЦМ (клапана циркуляционного механического), устанавливаемого выше насоса с меньшей производительностью (60 м³). Тогда как в рассмотренном патенте установка включает две насосные секции, а КЦМ не предусмотрен.

Таким образом, можно заключить, что заявляемое на патентование решение не содержит все существенные признаки технического решения по патенту № RU 2617761, и совокупность его существенных признаков не производит на информированного потребителя такое же общее впечатление, какое производит техническое решение по патенту № RU 2617761.

Недостатками представленного решения выступают: низкие показатели производительности при использовании вышеописанного способа эксплуатации скважин на поздних стадиях разработки объекта добычи нефти и газа.

Известно техническое решение - изобретение «СПОСОБ СЕПАРАЦИИ ГАЗА, СОВМЕЩЕННЫЙ С ОХЛАЖДЕНИЕМ ПОГРУЖНОГО ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЯ». (Патент на изобретение №2732319 от 04.02.2020 г.)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано в установках погружных электроцентробежных насосов с погружными электродвигателями в кожухе, перекачивающих из скважин газожидкостные смеси с высоким содержанием газа. Обеспечивает повышение эффективности и надежности эксплуатации погружного электроцентробежного насоса с погружным электродвигателем в кожухе для добычи нефти из скважин с высоким содержанием газа за счет разделения газожидкостной смеси и эффективного охлаждения погружного электродвигателя. В способе сепарации газа, совмещенном с охлаждением погружного электродвигателя, в скважинах с большим газовым фактором погружной электродвигатель с гидрозащитой, охлаждаемый перекачиваемой жидкостью, снабжен герметичным наружным кожухом, который закреплен на нижнем фланце электроцентробежного насоса и гидравлически соединен с полостью колонны труб хвостовика. В кожухе погружного электродвигателя расположен газосепаратор, который соединен с входным модулем или выполнен совмещенным с входным модулем. На корпусе газосепаратора при помощи разрезной упорной обоймы размещен уплотнительный элемент с каналом для прохождения кабеля питания электроприводного насоса и/или электрических линий подключения дополнительного оборудования и приборов и линий закачки химических реагентов или отвода газа, разделяющий в кожухе полость входа пластовой жидкости с попутным газом во входной модуль и газосепаратор, и полость для выхода газа из газосепаратора. В кожухе выполнены отверстия для выхода газа из этой полости в межтрубное пространство. Происходит подвод газожидкостной смеси из хвостовика в кожух и далее во входной модуль и газосепаратор, эффективное охлаждение погружного электродвигателя потоком, закручивание потока газожидкостной смеси, разделение потока с последующим отводом отсепарированного газа в межтрубное пространство и подача дегазированной жидкости в электроцентробежный насос.

В патенте №2732319 раскрыта сущность способа сепарации газа, совмещенного с охлаждением погружного электродвигателя, который характеризуется следующими признаками:

- способ, в котором погружной электродвигатель с гидрозащитой, охлаждаемый перекачиваемой жидкостью, снабжен герметичным наружным кожухом, который закреплен на нижнем фланце электроцентробежного насоса и гидравлически соединен с полостью колонны труб хвостовика, отличающийся тем, что в кожухе погружного электродвигателя расположен газосепаратор.

В заявляемом на патентование объекте не содержатся следующие существенные признаки технического решения по патенту RU 2732319: погружной электродвигатель с гидрозащитой снабжен герметичным наружным кожухом, где расположен газосепаратор.;

Общими признаками для технического решения по патенту №2617761 и заявляемого на патентование объекта являются следующие признаки: наличие погружного электроцентробежного насоса, электродвигателя, а также газосепаратора.

Принципиальным отличием заявляемого на патентование объекта является: 1) наличие установки, состоящей из трех насосных секций с производительностью 125 м³, 80 м³, 60 м³; 2) наличие КЦМ (клапана циркуляционного механического), устанавливаемого выше насоса с меньшей производительностью (60 м³). Тогда как в рассмотренном патенте установка включает одну насосную секцию, а КЦМ не предусмотрен.

Таким образом, можно заключить, что заявляемого на патентование решение не содержит все существенные признаки технического решения по патенту № RU 2732319, и совокупность его существенных признаков не производит на информированного потребителя такое же общее впечатление, какое производит техническое решение по патенту № RU 2732319.

Недостатками представленного решения выступают: низкие показатели производительности при использовании вышеописанного способа сепарации газа совмещенный с охлаждением погружного электродвигателя.

Задачей предложенного изобретения является разработка способа добычи пластовой жидкости с высоким содержанием газа с помощью состоящей из трех насосных секций установки с диспергатором, которая увеличивает скорость прохождения жидкости и газа через насосное оборудование, соответственно увеличивая объем проходящей жидкости и газа, а также повышает однородность газожидкостной смеси и степень измельченности газовых включений, благодаря чему улучшается работа насосных секций

Поставленная задача изобретения решается за счет реализации основных признаков способа добычи пластовой жидкости с высоким содержанием газа с помощью установки, состоящей из трех насосных секций.

Технический результат изобретения заключается в увеличении скорости прохождения жидкости и газа через насосное оборудование и повышении однородности газожидкостной смеси, проходящей через насосные секции, а также увеличении ресурса работы погружного электрооборудования с помощью установки клапана циркуляционного механического (КЦМ) выше всей установки.

Технический результат достигается за счет того, что способ добычи пластовой жидкости с высоким содержанием газа осуществляется с помощью установки, состоящей из трех насосных секций и выполненной ступенчатым способом (конус). Конструкция, где каждая нижестоящая секция обеспечивает подпор жидкостью вышестоящую, позволяет создать перепад давления, что в свою очередь увеличивает скорость прохождения жидкости и газа через насосное оборудование, соответственно увеличивая объем проходящей жидкости и газа, а дополнительная установка диспергатора (устанавливается при содержании свободного газа на входе до 40%) в которой позволяет максимально измельчить газовые включения в пластовой жидкости, повышая тем самым ее однородность и степень измельченности газовых включений.

Увеличение скорости прохождения жидкости и газа через насосное оборудование достигается за счет того, что в отличие от прототипов в заявляемом на патентование изобретении три насоса расположены по убыванию показателей производительности - в основании конуса размещается насос с большей по величине производительностью (125 м³), а на вершине - с меньшей производительностью (60 м³). Каждая нижестоящая секция обеспечивает подпор жидкостью вышестоящую. Такая конструкция позволяет создать перепад давления, что в свою очередь увеличивает скорость прохождения жидкости и газа через насосное оборудование, соответственно увеличивая объем проходящей жидкости и газа.

Повышение однородности газожидкостной смеси, проходящей через насосные секции достигается за счет того, что между секциями насосов с производительностью 125 м³ и 80 м³ дополнительно устанавливается диспергатор (устанавливается при содержании свободного газа на входе до 40%), что в свою очередь позволяет максимально измельчить газовые включения в пластовой жидкости. Также для максимального удаления газовых включений с точки приема насосной установки в затрубное пространство в установку может быть добавлен газосепаратор (устанавливается при содержании свободного газа на входе до 55%).

Для того, чтобы увеличить ресурс работы погружного электрооборудования проводится промывка насосной установки от свободного газа с помощью КЦМ, который устанавливается выше всей установки, что в свою очередь обеспечивает гарантированную промывку насосного оборудования от свободного газа через затрубное пространство скважины.

Заявленный способ добычи пластовой жидкости с высоким содержанием газа с помощью установки, состоящей из трех насосных секций, осуществляется следующим образом.

Описание работы. Нефтегазовая жидкость поступает через перфорацию эксплуатационной колонны через пакер 19 (Фиг. 1), в разъединитель колонны 18 (Фиг. 1), далее через клапан обратный 17 (Фиг. 1), соединительный узел 16 (Фиг. 1), поступает в секции нижнего насоса 14 (Фиг. 1), где нефтегазовая жидкость приобретает дополнительное давление, и выбрасывается через сетку секции нижнего насоса вовнутрь трубы 15 (Фиг. 1), далее, омывая и охлаждая нижний протектор 13 (Фиг. 1), блок телеметрии 12 (Фиг. 1), электродвигатель 11 (Фиг. 1), верхний протектор 10 (Фиг. 1), попадает в диспергатор 9 (Фиг. 1), где газожидкостная смесь становится более однородной, затем она попадает в средний насос 8 (Фиг. 1), далее - в верхний насос 7 (Фиг. 1), где за счет разности производительности насосов не допускается образование газовых пузырьков при покачивании газожидкостной смеси, далее через клапан обратный 6 (Фиг. 1), клапан спускной 5 (Фиг. 1), клапан КЦМ 4 (Фиг. 1), газожидкостная смесь подается на поверхность. Кабельная линия 3 (Фиг. 1) предназначена для передачи питания электродвигателю 11 (Фиг. 1) от трансформатора 2 (Фиг. 1), станция управления 1(Фиг. 1) - для управления работой электродвигателя 11 (Фиг. 1).

Для того, чтобы увеличить ресурс работы погружного электрооборудования проводится промывка насосной установки от свободного газа. С этой целью устанавливается клапан циркуляционный механический (КЦМ) 4 (Фиг. 1) выше всей установки. Такое размещение КЦМ обеспечивает возможность промывки электроприводных центробежных насосов (ЭЦН) через затрубное пространство скважины. Алгоритм действий при этом следующий: в затрубное пространство закачивается промывочная жидкость, при возникновении давления клапан открывается, и жидкость начинает движение в 2-х направлениях - вверх к устью и вниз через насос. Для исключения движения жидкости вверх по насосно-компрессорной трубе (НКТ) на устье перекрывается устьевая арматура. Таким образом гарантирована промывка насосного оборудования от свободного газа.

Проведением обратной промывки обрабатывается вся рабочая часть насосной установки от ловильной головки насоса до подпакерного пространства. Одной операцией возможна промывка каналов рабочих ступеней установки, заполнение его жидкостью с освобождением от газа для пуска насоса в работу. Данная схема опробована и успешно эксплуатируется.

При установке клапана КЦМ ниже Установки электроприводного центробежного насоса (УЭЦН) в процессе промывки вся жидкость (учитывая пластовое давление скважин) пойдет в пласт, т.е. насосная установка не будет промыта. Для промывки насосной установки в данном случае необходимо ограничение потока жидкости в пласт установкой дополнительного обратного клапана ниже клапана КЦМ. С учетом того, что на скважинах проводился гидравлический разрыв пласта (ГРП), вероятность выноса пропанта и несрабатывания (незакрывания) обратного клапана при промывке очень велика. Таким образом установка клапана КЦМ ниже насоса увеличивает риск невозможности промывки насосного оборудования.

Сущность заявленного технического решения поясняется фигурами алгоритма осуществления изобретения.

На Фиг. 1 (Приложение 4) представлен чертеж алгоритма осуществления изобретения, где

1 - станция управления; 2 - трансформатор; 3 - кабельная линия; 4 - клапан КЦМ; 5 - клапан спускной; 6 - клапан обратный; 7 - верхний насос; 8 - средний насос; 9 - диспергатор; 10 - верхний протектор; 11 - электродвигатель; 12 - блок телеметрии; 13 - нижний протектор; 14 - нижний насос; 15 - труба; 16 - соединительный узел; 17 - клапан обратный; 18 - разъединитель колонны; 19 - пакер.

Основным техническим результатом способа добычи пластовой жидкости с высоким содержанием газа с помощью установки для добычи пластовой жидкости с высоким содержания газа, включающей три насосные секции, расположенные по убыванию производительности снизу вверх, является увеличение скорости прохождения жидкости и газа через насосное оборудование и повышение однородности газожидкостной смеси, проходящей через насосные секции, а также увеличение ресурса работы погружного электрооборудования с помощью установки клапана циркуляционного механического (КЦМ) выше всей установки. Предложенный способ добычи пластовой жидкости с высоким содержанием газа позволяет снизить время и трудозатраты на процесс эксплуатации оборудования в данном процессе, что расширяет технологические возможности и повышает производительность.

На сегодняшний день предложенное техническое решение за счет своей новизны и расширенных возможностей добычи пластовой жидкости может стать наиболее эффективным и востребованным способом на специализированном рынке нефтедобывающей промышленности.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована при добыче пластовой жидкости с высоким содержанием газа. Установка включает три насосные секции, расположенные по убыванию производительности снизу вверх. Между секциями насоса с наибольшей и средней производительностью установлен диспергатор. Выше насоса с наибольшей производительностью установлен клапан циркуляционный механический. Увеличивается ресурс работы погружного электрооборудования, снижается время и трудозатраты на процесс эксплуатации оборудования, расширяются технологические возможности и повышается производительность. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

1. Установка для добычи пластовой жидкости с высоким содержанием газа, включающая три насосные секции, расположенные по убыванию производительности снизу вверх, при этом между секциями насоса с наибольшей и средней производительностью установлен диспергатор, а выше насоса с наибольшей производительностью установлен клапан циркуляционный механический.

2. Способ добычи пластовой жидкости с высоким содержанием газа, при котором создают перепад давления с использованием установки по п. 1.